Разработка Ярегского месторождения скважинными системами

В истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

• опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;
• шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;
• термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935 - 1945гг. На двух участках общей площадью 432тыс.м² пробурили 73 скважины с расстоянием между ними 70-100м. Размещение скважин на отработанных площадях осуществлялось по треугольной сетке. Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т при первоначальных запасах 42,5тыс.т. Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил около 0,02 от запасов.

Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.

Начиная с 1937г., на Ярегском месторождении были построены три нефтяные шахты глубиной 145-200м.

Нефтяная шахта представляет собой комплекс подземных и поверхностных сооружений, а именно:

• два вертикальных ствола диаметром от 4,5 до 8,0м,глубиной 180-200м (один подъёмный - для спуска - подъёма людей, материалов и оборудования, выдачи породы, подачи свежего воздуха в шахту; второй вентиляционный - для выполнения вспомогательных операций, аварийного спуска - подъёма, выдачи отработанного воздуха с шахты), оборудованных клетевыми подъёмами;
• поверхностный комплекс шахты, включающий надшахтные здания стволов, здания подъёмных машин, здание вентиляторной и объекты подсобно-вспомогательного хозяйства (котельная, пожарная насосная с резервуарами, компрессорная и т. д.);
• комплекс подземных выработок и камер околоствольного двора для обмена вагонеток, электроподстанции, электровозного депо, склада взрывчатых материалов, для сбора, подготовки и откачки нефти и воды из шахты;
• подземные выработки подготовки шахтного поля: откаточные (для транспорта и подачи свежего воздуха), вентиляционные (вспомогательные и выдачи отработанного воздуха);
• нарезные подземные горные выработки - участки добычи нефти.

На первом этапе (с 1939 по 1954гг.) шахтная добыча нефти осуществлялась по «ухтинской» системе (Рис.1).

Рисунок 1 -Ухтинская система 

Сущность её заключалась в следующем. В 10-З0 м от кровли нефтяного пласта проводились полевые штреки с расположенными в них на определённом расстоянии друг от друга буровыми камерами. Из камер бурились кусты скважин с расстояниями между забоями от 12 до 25м. Первоначально подземные скважины эксплуатировались фонтанным способом, а затем путём закачки сжатого воздуха (эрлифтом). За 15 лет разработки по «ухтинской» системе было добыто на трёх нефтешахтах около 3000 тыс.т нефти. Добыча нефти с 10тыс.м² площади достигла около 2500 т, что в три раза больше по сравнению с разработкой скважинами с поверхности. Нефтеизвлечение на разработанной площади составило 6,2%.

В 1954г. на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки – уклонно- -скважинная, при которой процессы бурения и добычи нефти были перенесены непосредственно в нефтяной пласт (Рис.2).

Рисунок 2 - Уклонно–скважинная система 

На основном горизонте в10 - 30м от кровли пласта проводились парные этажные штреки (откаточный и вентиляционный) и сбойки между ними. Шахтное поле разбивалось на блоки - участки площадью 8-14х10 м , имеющими в плане шестигранную форму. Из штреков через 300 — 400м в центр блока в нефтяной пласт проводились две параллельные выработки (уклон и ходок). В пласте - в кровле или подошве - закладывалась дренажная камера (галерея), из которой разбуривался весь блок кустом веерообразно расходящихся скважин в 2 - 4 яруса, в зависимости от толщины пласта. Количество скважин в галерее - 150 -300 штук длиной до 300 м. Всего по уклонно - скважинной системе с 1954 по 1972гг. было добыто около 4300 тыс. т нефти. Извлечение нефти практически осталось таким же, как при ухтинской системе - 5,88%.

В целом за 33 года эксплуатации Ярегского месторождения на естественном режиме истощения шахтным способом было добыто около 7500 тыс.т нефти. Нефтеотдача на разработанных площадях трёх шахтных полей составила 3,5%, а в целом по месторождению не превысила 2,2%.

В результате скважинной разработки с высокой плотностью сетки бурения энергетические ресурсы залежи были истощены. Добыча нефти неуклонно снижалась, а себестоимость росла. В 1972г. был самый низкий годовой объём добычи - 130 тыс.т, в том числе 90,0 тыс. т нефти уже добывалось с применением теплового воздействия на пласт.

К началу 70 - х годов эксплуатация месторождения на естественном режиме полностью себя исчерпала, и встал вопрос закрытия шахт и трудоустройстве населения общей численностью 10,5 тыс. человек. Однако высокое качество и большие остаточные запасы нефти обусловили необходимость поисков таких методов доразработки месторождения, которые обеспечили бы эффективное извлечение нефти. С этой целью были опробованы такие методы интенсификации, как законтурное заводнение, закачка горячей воды, репрессия сжатым воздухом, гидроразрыв пласта и др. Тем не менее положительных результатов они не дали из-за горно-геологических особенностей залежи.

Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968г. на нефтешахтах №1 и №3. В этих экспериментах для закачки пара и отбора нефти использовались скважины, пробуренные с туффитового горизонта (по ухтинской системе). В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в несколько раз повысить нефтеотдачу. Это послужило основанием для дальнейшего расширения масштабов применения теплового воздействия.

В 1971г. количество площадей, повторно разрабатываемых с туффитового горизонта, достигло 150 тыс. м². Однако при расширении масштаба работ возник ряд технических осложнений, таких как прорывы пара в горные выработки при увеличении давления закачки свыше 0,5Мпа, пробкообразование эксплуатационных скважин, большие затраты на оборудование и эрлифтную эксплуатацию скважин, сложность регулирования процесса.

Одновременно с расширением опытно - промышленных работ по применению тепловой ухтинской системы проводились испытания двухгоризонтной системы теплового воздействия.

Сущность этой системы разработки заключалась в том , что пар закачивался через скважины туффитового горизонта, а отбор нефти осуществлялся через пологовосходящие скважины, пробуренные из уклона (Рис.3).

 Рисунок 3 - Двухгоризонтная система разработки

Сопоставление двух испытываемых систем показало, что при двухгоризонтном расположении скважин удалось устранить основные недостатки, присущие ухтинской системе, и достичь более высоких экономических показателей. В связи с этим с 1972г. начал осуществляться перевод всех площадей на разработку по двухгоризонтной системе путём разбуривания пласта пологовосходящими скважинами из уклона.